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SUMÁRIO EXECUTIVO DO PMO

17 de Março de 2012 | Volume

Gerencia Executiva de Programação da Operação

O Sumário Executivo do PMO

Traz nesta edição os principais destaques do PMO de abril de 2012, além de informações relevantes sobre a operação.

GNL

POCP

ATRASOS na expansão da Oferta para 2014

CARGA

MANUTENÇÕES

Um breve histórico dos CMOs compõe juntamente com os valores do PMO e sensibilidades futuras os gráficos abaixo:

CUSTOS MARGINAIS DE GERAÇÃO

A análise dos resultados mostrou que o maior impacto nos CMOs dos subsistemas ocorreu em função da atualização da função de custo futuro.

ENERGIA ARMAZENADA

Energia armazenada do subsistema Sudeste cai abaixo da média dos últimos dez anos.

Destaques da Semana

• Despacho antecipado de GNL de 55 MW médios em abril e 379 MW médios em Maio;

• Atraso de 4000 MW na entrada de usinas termelétricas; • Na análise climática a expectativa é que a precipitação em parte das

bacias volte a se normalizar;

• Procedimento Operativo dispara usinas termelétricas.

Sumário Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 0 | Semana Operativa de 31 de Março a 06 de Abril de 2012



1. Editorial Cumprindo o objetivo de disponibilizar aos Agentes informações que lhes permitam efetuar suas próprias análises acerca dos parâmetros que impactam os resultados do Programa Mensal de Operação – PMO, o Relatório Executivo do PMO passará a publicar, a partir dessa edição, análise gráfica que permite avaliar o acoplamento entre o modelo DECOMP e a Função de Custo Futuro definida pelo modelo NEWAVE.

Em conformidade com a abordagem dinâmica proposta pelo Relatório Executivo do PMO, os gráficos de acoplamento entre o DECOMP e o NEWAVE, que nesta edição estão no item 1.2, possibilitam, entre diversas análises, a inferência de um valor da água no acoplamento, a avaliação da influência dos dados de entrada no acoplamento e a análise comparativa entre acoplamentos diferentes.

Como o Custo Futuro definido pelo NEWAVE é função de múltiplas variáveis, tendo pelo menos 8 dimensões, podendo chegar a 28, a visualização desse acoplamento em gráficos tridimensionais requer a parametrização e a simplificação de algumas das variáveis envolvidas. Porém, essa simplificação deve ser feita de forma a não significar perda de coerência e relevância nas informações mostradas.

Desta forma, a análise dos gráficos de acoplamento deve ser complementada pelo conhecimento das simplificações que foram adotadas na construção dos mesmos. Sendo assim, a construção desses gráficos de acoplamento será objeto de uma apresentação específica na reunião de elaboração do PMO de maio/12.

Além disso, com a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, a partir do PMO deste mês de abril, o Relatório Executivo do PMO passará a disponibilizar informações a cerca do despacho de geração térmica adicional, para as respectivas semanas operativas, visando o atendimento aos critérios de segurança energética definidos pelos POCP.

2. Destaques da Semana

2.1. Despacho Complementar

Em função das elevadas temperaturas que se verificaram no SIN ao longo desta semana, houve necessidade do despacho de geração térmica complementar.

Tabela 1 - Despacho térmico complementar para atendimento a demanda horária máxima

* Valores programados na etapa de Programação Diária da Operação.

2.2. Expansão da Oferta

Na reunião mensal de monitoramento coordenada pelo DMSE, de 21 de março de 2012, foram propostas alterações em relação às datas de tendência de algumas usinas.

Entre as usinas termelétrica estão principalmente aquelas que compõem os clusters de Aratu II, Suape e Linhares.

Um total de 4189 MW médios foi postergado para o início de 2014

As usinas hidrelétricas de Santo Antônio, Mauá também sofreram atrasos em suas previsões de entrada de cerca de 1 mês e Baixo Iguaçu em 6 meses.




3. Política de Operação

Figura 1 - Políticas de Intercâmbio para a semana operativa de 31/03/2012 a 06/04/2012

Norte exportador em 3390 MWmed

A política de operação está caracterizada principalmente pela exportação do Norte

4. Custos Marginais de Operação

Cabe destacar que os Custos Marginais de Operação dos Subsistemas SE/CO-S e N-NE não foram equalizados em função do limite de intercâmbio FNS (GH Lajeado, GH P. Angical e Limite FC_SE) ter atingido o seu limite nos patamares de carga pesada e média e leve

O prospectivo dos CMOs até o final de 2012 pode ser observado na figura abaixo.

Nesta figura destaca-se o CMO do subsistema Nordeste com tendência de queda até o final de 2012. Este fato decorre da premissa adotada no estudo prospectivo que prevês um envio mínimo de 1000 MW médio para este subsistemas durante o ano de 2012. Esta importação compulsória de energia acarreta um maior nível dos reservatórios naquela região o que pressiona o valor da água para baixo.

A modelagem tende a "valorar" mais a água estocada no SE/CO (região de maior armazenamento máximo). Então, se deixarmos o modelo "livre" para operar o intercâmbio do NE, ele acaba desestocando demais essa região. O mesmo efeito ocorre com a região Sul, por isso, incluiu-se uma restrição de armazenamento mínimo em torno de 40 % da energia armazenada máxima para esta região.

Como o objetivo principal do prospectivo, é uma estimativa das condições de atendimento eletroenergético (níveis de armazenamento nas




regiões, geração térmica, etc.), a inclusão das restrições visa a representação mais fiel da política que é adotada nas etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real do ONS.

5. Custo do Despacho por razão Elétrica

O custo do despacho por razão elétrica ficou por conta do acionamento da termelétrica Termo Norte 2 e está estimado em R$ 616.035,00, R$ 3.317.216,00 e R$ 2595850,80 no patamares de carga pesada, média e leve respectivamente.

A termelétrica Termo Norte II vem gerando para garantia do suprimento energético de acordo com a Res. CNPE 08 de 2001 e com o procedimento operativo de curto prazo estabelecido pela Res 351 de 2099 da ANEEL

6. Análise Climática

Com a estabilização da temperatura na superfície do Pacífico Equatorial, a expectativa é de que a precipitação em parte das bacias das regiões SE/CO e NE volte a se normalizar. Seguindo essa linha, a previsão de consenso para o trimestre abril-maio-junho, realizada pelo CPTEC/INMET, indica que a precipitação nesse período deverá variar entre a média e abaixo da média nas bacias da região Sul e ficar próxima da média nas demais bacias do SIN.

7. Ocorrências na Rede

Conclusão dos testes com o transformador TR-6 de 345/138 KV – 225 MVA da subestação Poços de Caldas de Furnas. A inserção deste transformador aumenta a confiabilidade do SIN.

Conclusão dos testes com a linha de 230Kv em Brumado na Bahia. A inserção desta linha evita perda se suprimento às subestações de Ibicorara e Brumado II quando houver contingência na linha de 230 KV Funil/Itagibá/Brumado II ou do transformador 500/230 KV da subestação de Ibicorara.

Desde o dia 3 de março desligada para troca de combustível, Angra II foi sincronizada às 8 h e 39 m do dia 1 de abril.

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